海底腐蚀管道剩余强度评估方法对比

为了准确评估海底腐蚀油气管道的剩余强度,对目前常用的5种海底管道腐蚀强度评估方法,即ASME-B31G 标准、管道腐蚀准则方法（PCORRC）、DNV-RP-F101标准、API 579准则和有限元分析方法的评估原理、适用范围以及相互之间的异同点进行了对比,从而优选出更合理准确的剩余强度评估方法。分析结果表明,有限元分析方法不但考虑到了管道内缺陷之间的相互作用对评估结果的影响,还考虑到了缺陷形状和尺寸对评估结果的影响以及管道外界载荷的影响,且评估过程不需要近似公式,评估环境与实际环境类似,所以评估结果的准确性较高,未来应加强有限元分析方法的使用。     

ANSYS法对含腐蚀含缺陷管道的剩余强度评价

文章采用ANSYS有限元法对含有缺陷的天然气管道的剩余强度进行分析,分析轴向腐蚀缺陷的长度和深度对管道剩余强度的影响,以及周向腐蚀、均匀腐蚀对管道剩余强度的影响.分析表明:采用有限元方法对含腐蚀缺陷管道计算剩余强度是可行的,以及各种腐蚀状况下管道的剩余强度.有限元分析法可为实际工程应用提供理论参考依据.     

基于有限元法单点腐蚀缺陷分析

油气输送管道在长期的运行过程中,受许多复杂因素的影响容易导致管壁发生腐蚀,有腐蚀缺陷的管道其强度会发生较大的变化。因此,需要对管道进行剩余强度评价,以确定是否需要维修或更换管道。取2 m长的管道建立有限元几何模型,在ANSYS Workbench15.0软件中采用静力学分析模块,对管道缺陷模型进行离散化处理。根据第四强度失效准则确定管道的剩余强度,并与前人的计算结果进行对比,得到在ASME B31G—2009评价标准下,管道的剩余强度为14.351 2 MPa;在分项安全系数法评价标准下,管道的剩余强度为15.942 4 MPa;通过有限元分析得出管道的最大内压力为15.94 MPa。有限元分析方法与分项安全系数法得到的结果非常接近。对于实际运行的管道进行剩余强度分析还需要采用实验方法以及现场数据来判定。     

油气管道剩余强度评价方法

随着输油气管道建设的不断发展以及管道服役年限的增加,管道因腐蚀作用会产生各种失效,为避免对含缺陷管道盲目维修和更换带来的经济损失,保证管道安全运行,对含腐蚀缺陷的管道进行剩余强度评估非常必要。文章系统阐述了油气管道剩余强度的评价方法,并比较了各种评价方法的优缺点。分析表明,有限元法能够对含缺陷的油气管道在各种外载荷作用下的应力—应变进行数值模拟,是管道剩余强度分析的一种有效手段。     

直接电加热过程含缺陷海底管道强度评价

直接电加热技术通过在管壁两端施加交流电向管道内输送热量,保持管内流体具有较高的温度,可有效地预防管道产生的冷凝现象。为保障直接电加热过程中海底管道的安全性,采用有限元软件ABAQUS对直接电加热过程中含缺陷管道进行了应力分析与强度评价,并分析了缺陷长度、宽度、深度以及温度对管道剩余强度的影响。分析结果表明:当缺陷大小一致时,相比环向缺陷,存在轴向缺陷管道的应力水平更大;缺陷深度的增加导致管道剩余强度有明显下降,缺陷长度在20～100 mm时,缺陷长度的增加导致管道剩余强度有明显下降,缺陷宽度对管道剩余强度的影响不明显;温度每升高30℃,管道剩余强度下降9. 5%～28. 9%。所得结论可为保障海底管道在直接电加热过程中的安全运行提供理论支持。     

基于随机腐蚀分布的海底管道延寿评估方法

当海底管道与海床间距大于管道直径后,其下游尾迹的周期性开始显现,水动力出现脉动幅值,此时海管在脉动水动力作用下的动态响应成为影响其安全性的重要因素。针对渤海湾浅滩海油田服役后期的海底管道,采用随机腐蚀分布的有限元方法,改变海底管线端部约束条件及与海床间隙,根据载荷和应力的连续性质,考虑诸多不确定因素(海况、随机腐蚀分布)的存在,将各类不确定因素和服役后期海底管道疲劳寿命作随机变量处理,得到各种不确定因素影响下的管道疲劳寿命,较合理地评估了服役后期海底管道在役状态及延寿可行性。     

含有单个腐蚀缺陷的海底管道剩余强度评估

在恶劣的海洋环境条件下,海底管道不可避免会发生腐蚀损伤,严重时将引起管道断裂,造成原油泄漏,进而导致严重的环境污染和巨大的经济损失,因此,有必要对管道剩余强度进行评估以保证其安全运营。文章介绍DNV-RP-F101规范中关于含有单个腐蚀缺陷的海底管道剩余强度的评估方法,然后利用该规范中的评估方法对某一运行了37年的在役海底管道进行剩余强度评估,发现许用应力法得到的结果比安全系数法的更保守。     

含腐蚀缺陷管道安全性研究

鉴于我国管道腐蚀现象严重的问题,从管道腐蚀环境及类型着手,利用有限元分析方法开展了含缺陷管道剩余强度评价研究。     

海底输油管道腐蚀剩余寿命评估

以受腐蚀海底输油管道中的应力超过屈服应力极限为失效形式,基于第4强度理论进行管道中相当应力的计算,在此基础上提出一种管道腐蚀剩余寿命的预测方法,并用于海底受腐蚀管道的检测修复;此外,提出一种考虑腐蚀裕度的管道腐蚀剩余强度预测方法。     

海底输油管道腐蚀剩余寿命评估

以受腐蚀海底输油管道中的应力超过屈服应力极限为失效形式,基于第4强度理论进行管道中相当应力的计算,在此基础上提出一种管道腐蚀剩余寿命的预测方法,并用于海底受腐蚀管道的检测修复;此外,提出一种考虑腐蚀裕度的管道腐蚀剩余强度预测方法.     

基于智能内检测的腐蚀海底管道剩余寿命评估

腐蚀是海底管道最常见的失效形式。本文以渤海某海底管道为例,介绍了基于多次智能内检测的腐蚀海底管道剩余强度和剩余寿命评估,对管道腐蚀原因进行了分析,对生产运行和检测提出了切实可行的建议,可有效指导油田生产。     

海底管道腐蚀速率预测及计算分析

为了监测海底管道腐蚀状态，预测管线腐蚀速率，评估管道强度变化情况，通过海底管道腐蚀产物的检测分析，指出海管内部发生气体腐蚀。结合超声导波检测、测厚抽查等方法，通过对腐蚀缺陷进行统计分析，得出海底管道剩余壁厚、腐蚀深度范围等数据，并采用OLGA 7.1软件建立海底管道腐蚀预测模型，计算分析出海底管道的腐蚀速率。结果表明:海管内部结垢后易发生垢下腐蚀，海底管道腐蚀深度为0~6.9 mm，腐蚀速率为0.015~0.022 mm/a，腐蚀速率在管道高程上升段变小、高程下降段变大。研究成果可为海底管道监测与维护提供依据。     

随机有限元法在海底管道可靠度中的应用

由于管道参数如管径、壁厚、运行压力等具有一定的随机性,因此基于可靠性的安全评价方法比基于设计系数的安全评价方法更加合理。在现有的规范中,管道失效压力的计算公式均只考虑了内压载荷,因此在计算海底管道的可靠度时具有一定的局限性,为此引入随机有限元的计算方法,并介绍了适用于海底管道的目标可靠度取值。计算了不同深度海底管道的可靠度以及临界状态含有腐蚀缺陷海底管道的可靠度,当管道腐蚀缺陷超过5 mm时,管道的可靠度将小于目标可靠度,此时可以调整操作压力或者降低压力的波动系数来提高管道的可靠度,保证管道的安全运行,此计算方法为今后海底管道的安全评估提供了一定的参考依据。     

基于RS-PSO-SVM算法的腐蚀管道剩余强度预测技术研究

目前,我国大多数油气管道服役时间已超过20 a,受到土壤、大气以及水体等多方面的影响,腐蚀成为危害管道安全、造成管道失效的重要因素。针对单一腐蚀缺陷管道剩余强度样本数据少、公式计算保守性强、有限元分析过于复杂等缺点,将RS、PSO和SVM算法模型有机结合,构建了腐蚀管道剩余强度预测模型。通过RS属性约简,有效提取了影响管道剩余强度的关键性指标因素,随后应用改进的PSO算法对SVM的参数进行了寻优,避免了人工试算法造成的误差过大和训练时间过长的缺点,与BP神经网络、RS-WNN算法相比,RS-PSO-SVM算法的保守性和准确性都较为优越,平均绝对百分误差为1.23%,均方根误差为0.17 MPa,模型的鲁棒性和预测性更好,对管道剩余强度的研究具有借鉴意义。     

含双腐蚀缺陷高钢级油气管道剩余强度研究

为了加强含双腐蚀缺陷高钢级管道的安全评价,基于塑性失效准则,利用Workbench有限元分析软件对缺陷处的等效应力和剩余强度进行了模拟,考察了缺陷长度、缺陷深度和缺陷间距等参数对剩余强度的影响,利用99%相互作用准则确定极限作用距离,形成双腐蚀缺陷剩余强度评价方法,并进行数据验证。结果表明,随着内压的增加,管道先后经历弹性阶段、屈服阶段和强化阶段;在缺陷深度较深时,轴向间距对缺陷轴向分布时的最大等效应力影响较大,不同环向间距下的最大等效应力几乎不发生变化。当相邻腐蚀轴向间距系数n小于2.5、相邻腐蚀环向间距系数c小于1.26时,需考虑缺陷间的相互作用和影响;修正后公式可用于计算含双点腐蚀缺陷的高等级钢剩余强度,结果较DNV-RP-F101规范更接近有限元分析结果,最大相对误差不超过1.74%。研究结果可为提高管道完整性管理水平提供理论依据和实际参考。     

硫化氢环境下老旧管道失效概率评价方法研究

老旧管道在服役过程中存在着失效风险,而影响老旧管道失效的因素有很多,在众多影响因素中硫化氢对管道产生的腐蚀损伤较严重。为解决受腐蚀损伤的老旧管道安全评估问题,文章建立了一种在硫化氢环境下老旧管道失效概率评价方法。以在硫化氢环境中使用了约20年的老旧集气管道为研究对象,采用蒙特卡洛法模拟管道服役过程中的动态压力和腐蚀损伤引起的剩余强度的变化,计算了单一腐蚀因素引起管道失效的概率,并通过正态分布概率给出管道使用的安全范围。研究结果表明：投运20年以上的含硫老旧管道在氢致开裂实验与应力腐蚀开裂实验中,均未发生开裂。根据模型计算得出,老旧管道依旧可以安全服役,但服役6年后失效概率超过0.5,需要进行整修工作,服役27年后,管道内腐蚀严重,剩余强度降到3.82 MPa,需要更换管道。通过模拟得到了失效概率与腐蚀缺陷和服役时间的关系,为老旧集气管道再服役提供理论依据和参考价值。     

基于灰色系统理论模型预测海底管道腐蚀剩余寿命

海底管道所处环境复杂,管道的腐蚀有许多不确定的因素,检测难度大,采用传统的统计学方法进行预测样本需求量大,检测成本高,预测效果并不理想。灰色系统理论模型能够使用较少样本,对系统进行灰色预测,并得到较为精确的预测结果。通过利用灰色系统理论模型对海底管道腐蚀剩余寿命的预测,可以基本掌握海底管道腐蚀剩余寿命,减少对海底管道的检测次数,降低检测成本,为管道的维护提供参考,保证管道的安全运营。     

深水海底管道抛石防护结构石块粒径设计

针对抛石石块粒径对海底管道防护效果的重要作用及影响因素,分别从抛石防护结构在环境载荷作用下的稳定性、抛石冲击管道的安全性以及防止海床沉积物渗出三方面,结合国内外抛石技术用于海底管道防护的研究和应用成果,梳理了石块粒径的设计方法和计算公式.并对南海某海底管道抛石防护结构进行了设计计算,结合深水环境载荷特点,计算推荐石块的...     

B31.G腐蚀管道剩余强度评价比较分析

油气长输管道的腐蚀剩余强度评价一直是管道完整性管理的重要内容,国外在腐蚀管道的剩余强度评价方面已取得很大成就。详细说明了ASME B31.G管道腐蚀剩余强度评价方法及其各种改进方法,对其优缺点和保守性进行了分析,通过选取不同的腐蚀面积计算公式、膨胀系数计算公式,不同的流变应力进行计算,结果表明,膨胀系数M的选择对失效压力的影响很小;腐蚀面积计算方法的选择对失效压力的影响很大;不同的流动应力定义会得到不同的评价结果,相对于不同的膨胀系数M和不同的面积计算方法而言,不同的流动应力选择对评价结果的影响更大。     

相邻腐蚀缺陷管道剩余强度评价方法适应性研究

由于现行的腐蚀管道剩余强度评价方法均以单一腐蚀缺陷为研究对象,对相邻腐蚀之间的作用机理以及评价准则不明确,导致评价结果保守,造成管道过早更换或维修。针对这一问题,对改进的ASME B31G Modified、 ASME B31G—2009、 RSTRENG、 DNV-RP-F101和PCORRC准则等相邻腐蚀缺陷的评价方法进行了总结和梳理,通过对比水压爆破试验数据进行验证,可知将DNV-RP-F101的评价流程与PCORRC公式相结合可使评价结果更加准确,平均相对误差为4.54%;而RSTRENG有效面积法和ASME B31G Mo dified这两种评价准则没有考虑相邻腐蚀缺陷轴向和环向未腐蚀区域对剩余强度的贡献和影响,对相邻腐蚀缺陷的评价适应性不强。研究结果可为相邻腐蚀管道剩余强度的计算提供理论依据。